数字化变电站技术的发展

数字化变电站技术的发展

0网络二次系统的主要关键技术经过10多年的开发，整个变电站自动化系统已经成熟，并在工程应用上得到了广泛的应用。随着IEC61850通信建模标准的颁布实施和光电互感器技术、智能开关技术、计算机通信网络技术的发展,变电站自动化技术进入了数字化变电站时代,可以认为是继微机保护替代传统继电器保护后的新一轮技术革命,从某种角度讲,其影响和意义比上次技术革命还要深远。目前国内外对数字化变电站的技术应用侧重点有所差异:国外由于电子互感器技术和智能开关技术在IEC61850推出之前已经得到应用,所以其应用主要集中在满足IEC61850标准的设备间互连及互操作;国内则更侧重于过程层的建设,因为这样更容易看到成效,如大量节省二次电缆,系统结构更紧凑,节省占地等。曾有技术文献介绍基于分布式网络的母线保护功能实现,但要么不是基于IEC61850实现,要么只是一个单保护装置的实现,都没有从系统化的角度对网络化二次系统做出论述。也有技术从数字化变电站过程层组网的角度介绍了数字化变电站的网络体系结构,但没有对网络化二次功能的实现进行展开介绍。本文在国内外数字化变电站已有先进技术的基础上,创造性地提出了变电站网络化二次系统的概念,将虚拟网VLAN(VirtualLocalAreaNetwork)技术首次在数字化变电站中应用,并和IEC61850的GOOSE通信传输机制、SMV采样值传输机制一起实现了各种网络化的保护、控制、计量等二次功能,新的技术实现方式较传统方式更加可靠和灵活,利用已有网络资源,还易于实现各种扩展应用功能。本文给出了变电站网络化二次系统的总体技术方案和主要关键技术的阐述,并在对这些关键技术进行了创新应用的基础上,实现了多项创新应用功能。本文最后还结合某采用变电站网络化二次系统技术的数字化变电站工程项目,对其实际工程实施情况,社会经济综合效益情况等进行了量化说明。1数字化变电站技术目前无论国外还是国内,对符合IEC61850的数字化变电站的研究、工程试点都是热点,典型工程应用如新宁光电公司在云南曲靖实施的110kV翠峰数字化变电站,重点实现了采用值的点对点传输,取消了采集电缆;南瑞公司在浙江外陈变重点实现了国内外多个厂家(八家)的IEC61850设备的互连。但总体说来,这些技术应用多是集中在站控层和间隔层部分的IEC61850-8-1通信实现,或者是过程层采用点对点的串行光纤以太网连接,实现采样值的数字化传输。归纳起来现有的数字化变电站技术水平具有下列特征:1)系统采用国际通用的变电站自动化IEC61850标准规约;2)用光电互感器取代常规电磁型互感器;3)用光缆取代了二次电缆;4)为断路器等一次设备增加智能接口单元使之具有智能化特征。总体说来只是实现了数字化变电站的基本功能特点,并未进行更加深入的研究。真正基于GOOSE通信传输机制的网络化二次系统,并在此基础上进行深层次技术应用的还未见到。2过程层网络方式网络化二次系统采用数字化变电站三层网络结构,具体包括过程层、间隔层、站控层。各层及同层设备之间采用变电站通用的IEC61850标准通信规约,系统层间采用光纤以太网通信,各设备间采用光纤连接。在过程层,在目前常用的点对点串行广播通信方式基础上,通过采用简洁的过程层网络总线模式实现过程层设备(如PT、CT、断路器等受控设备智能终端)间的数据共享、信息互通、即插即用。在间隔层,装置通过过程层总线获取过程层设备GOOSE信息实现对过程层的设备控制互锁及互操作功能,图1给出了网络化二次系统的网络结构图。过程层网络可以实现互联互操作,各种操作与闭锁命令等信息以IEC61850GOOSE标准格式传送,以网络方式实现保护联跳、备自投等功能。取消专用的备自投装置以及保护联跳回路的硬件接线,借助于网络,通过备自投功能模块所在装置实现,装置直接从站层网络采集母线的电压、分接头位置、开关刀闸位置等数据,根据运行策略和当前的状态决定母联分段投切。3主要技术3.1vla划分原则VLAN这一新兴技术主要应用于交换机和路由器中,但目前主流应用还是在交换机之中。不过不是所有交换机都具有此功能,只有三层以上交换机才具有此功能。VLAN技术还支持IEEE802.1P优先级,按照COS(ClassOfService)来使高优先级的数据优先通过,保证数据的实时性。本文首次在数字化变电站中采用VLAN技术,将局域网内的设备按网络化保护功能逻辑划分成若干个网段,保证了控制网段的实时性和安全性,并减少了网络流量,降低了网络负载,实现了网络的安全隔离,提高了通信效率。遵循IEC61850标准中对过程层通信网络的要求及变电站实际运行情况,采用如下的VLAN划分原则:(1)按照间隔划分这是最基本的划分方法,每个间隔划成一个VLAN。如果10kV线路的间隔比较多(例如50多个),而所用交换机支持的最大VLAN个数又比较有限(例如RuggedCom是64个),也就是说如果最后的总间隔数大于交换机所能支持的最大VLAN数,可以将多个10kV间隔划成一个VLAN,或者将一个10kV母线上的所有间隔划成一个VLAN,以满足交换机的性能要求。(2)按照特殊功能实现划分数字化变电站使得系统间隔层原有的很多功能实现方式发生了重大变化,这些功能包括:备自投,低频减载,低压母线保护,主变差动保护,母线PT测控功能,防误闭锁等。为实现这些功能而进行VLAN划分的基本依据就是将各相关过程层设备,如合并器,智能接口等和间隔层设备划分到一个VLAN内,使得他们之间的信息交互可以通过过程层网络实现。各间隔交换机通过过程层主干交换机环网实现配置的VLAN间的数据共享。图2给出了采用了网络化二次系统技术的某数字化变电站的VLAN划分示意图。3.2vlan技术在变电站的应用在数字化变电站自动化系统中,智能电子设备协同完成自动化功能的应用场合越来越多,这些功能得以完成的重要前提是众多电子智能设备之间通信的可靠性和实时性,为此,IEC61850标准体系中定义了通用变电站事件模型(GSE),它提供了快速和可靠的系统范围内传输输入、输出数据值。基于分布的概念,GSE提供了一个高效的方法,利用多播/广播服务向多个设备同时传输同一个通用变电站事件信息。GOOSE还提供了高效的信息优先级及超时重传机制,保证了信息传输的实时性。GSE用于DataAttribute集合值的交换,定义了两种控制类和两种报文结构:1)面向通用对象的变电站事件(GOOSE)支持由DataSet组成的公共数据的交换。2)通用变电站状态事件(GSSE)传输状态变化信息。在实际的产品应用中,GOOSE通常用来实现间隔层设备间的快速信息传递,如状态变化信息,跳合闸命令信息,操作逻辑联闭锁信息等,用以实现间隔层设备间通信,防误闭锁,网络化业务功能,通过智能接口实现跳合闸等功能。GOOSE技术应用解决方案是数字化变电站的亮点之一,它大量减少了装置之间、控制屏之间硬连接线,使得I/O点配置和二次功能实现非常灵活。将VLAN技术用在变电站的GOOSE应用中可以很好地实现间隔层设备在共享物理网络的基础上实现虚拟网络分组,便于GOOSE信息的快速传递,有效避免网络阻塞,提高网络通信效率和信息的安全性。在本文的网络化二次系统中,将GOOSE通信传输机制应用得淋漓尽致,恰到好处,实现了各种网络化的快速信息传输和跳合闸操作,并基于此实现了多项二次应用功能。3.3实现视频监控系统网络化二次功能的技术支撑网络化保护及控制技术,就是采用数字化变电站中特有的过程层GOOSE机制、间隔层GOOSE机制,实现常规综自站很难实现,或依靠专用设备实现的保护及控制功能。网络化二次系统中对于GOOSE网络机制的应用体现在两个方面:间隔层GOOSE网络传输和过程层网络传输。采用间隔层GOOSE网络机制,实现了变电站间隔层二次设备的网络化信息交互,为变电站网络化二次系统各种应用功能的实现提供了根本的技术支撑。采用过程层GOOSE网络机制,实现了设备跳合闸命令信息的GOOSE网络传输,保证了网络化保护动作的快速性和可靠性。图3给出了基于GOOSE机制的网络化保护控制技术示意图。网络化控制保护功能包括网络化低频低压减载功能、网络化备自投功能、网络化母线保护功能、网络化间隔层五防功能等,所有网络化保护控制出口均采用基于GOOSE机制的跳合闸技术,即跳合闸命令通过过程层GOOSE网络到智能接口单元,实现跳合闸操作。3.4提高系统时钟同步意识数字化变电站系统中,从过程层电子互感器输出的数字信号直接通过光纤以太网送到间隔层测控设备,大量减少了二次电缆的铺设,并且通过网络技术实现了数字化信息的单点发送,多点共享。这给变电站自动化系统带来了革命性的变化的同时,也引入了一个新问题:电子互感器的同步采样问题,同步采样对故障判断和系统稳定分析及控制具有重要意义。此问题在传统的电缆方式下不存在,而这些数字化的信息恰恰是数字化系统信息处理的根基,所以时钟同步技术是数字化变电站必须要解决的重大技术问题之一。IEC61850标准体系中对系统的时钟同步有着明确的要求:通过开放的通信网络体系,采用NTP/SNTP(网络对时协议)实现全站时钟同步。在网络化二次系统的设备时钟同步方案中,借鉴了西门子高压直流输电系统的时钟同步技术解决方案,采用了“对时脉冲+SNTP”相互配合的方式,包括两部分:1)站控层和间隔层对时2)过程层对时在具体的工程实施过程中,根据工程特点,网络化二次系统提供了三种实现模式,这里给出其中的一种实现模式,如图4所示。图4中,在主控室设置时钟同步屏,安装GPS时钟装置源设备、主备切换设备、电光转换设备、光脉冲扩展设备;在各间隔小室,安装光电转换设备、电光转换设备、光脉冲扩展设备。主控室对时系统以光脉冲形式将同步时钟信息送至分散布置的各间隔小室,各间隔小室的对时系统输出多路光脉冲给过程层设备。3.5网络安全防护变电站网络化二次系统基于IEC61850通信体系,大大提高了变电站内设备的互操作性和可互换性。但IEC61850通信协议本身并未对变电站网络系统的安全性做任何规定,同时协议本身的开放性和标准性给变电站的网络安全带来重大隐患,尤其是检测和控制一次设备的二次回路通信网络的安全性问题。因此必须考虑基于IEC61850网络通信模式的IED及变电站自动化系统的信息安全防护问题,否则电网的安全将不可预料。在变电站网络化二次系统中,原来需要通过大量二次电缆来实现信息传输的信息传输介质变成了光纤工业以太网网络,而且由于采用了基于IEC61850的信息统一建模,变电站内各业务子系统通过网络共享信息,避免了信息的重复采集和配置,各逻辑功能也相互交叉渗透。但是值得一提的是,随着基于GOOSE机制的网络化跳合闸方式的实际应用,在使得网络化二次应用功能实现更加快捷,灵活的同时,也带来了重大的安全隐患,这些都需要专门的网络安全防护技术来保证电网的安全可靠运行。在变电站网络化二次系统中,参照IEC62351安全标准对基于IEC61850的IED产品进行了安全性设计。3.6监视实现方式单一变电站网络化二次系统中大量的二次应用功能都基于网络实现,网络系统相当于整个系统的血液循环系统。网络系统的工况监视和故障诊断显得非常重要。原来自动化系统的网络监视实现方式一般采用私有协议方式,而且缺乏直观的表现形式,对于新加入的设备,如智能交换机等不能实现即插即用级的安全监视,系统的网络安全性不能得到保证。网络化二次系统中首次实现了网络电子眼功能,基于SNMP工业标准,可以对所有符合SNMP的智能网络设备实现即插即用级的安全工况监视,系统还开发了直观的图形监控系统,最大程度上保证了网络系统的可靠性及整个网络化二次系统的安全可靠性。4网络化设备在二次系统中的创新功能基于以上关键技术的创新应用,变电站网络化二次系统实现了以下6项重点创新应用功能:网络化母线保护网络化备自投网络化低频低压减载网络化间隔层五防功能可视化网络及二次设备安全监视4.1单位间隔保护与常规的母线保护相比,在不增加硬件设备,不重复采集交流资讯的前提下,将母线保护功能分散到各间隔保护单元中实现,GOOSE线路即时锋取各间隔故障资讯,然后将经过线路交互过的资讯利用GOOSE服务发送至间隔层设备,由间隔层设备结合运行方式识别,综合判定母线故障,发送跳闸命令,保证母线保护动作的快速性、选择性、可靠性。4.2控制电路信息交互网络化备自投是以网络化方式在GOOSE网络底层就地实现网络化备自投,备自投功能直接利用过程层网络集中采集的各级母线电压、进线电流、相关开关刀闸位置等信息交互,结合当前运行方式,根据运行策略和当前的状态以及功能逻辑判别,使测控装置通过计算分析向过程层设备发送控制命令。与常规备自投装置相比,取消了专用的备自投装置及各保护之间的连接线,避免了各间隔信息的重复采集,网络化采集和传输减少了信息传输环节,提高了备自投动作的可靠性。4.3b减载信息逻辑判断网络化低频低压减载,是将母线运行信息通过网络集中采集、集中处理、集中逻辑判断,并将得出的减载信息通过GOOSE服务发送到各间隔层设备分散就地执行。与常规的低周低压减载装置相比,减少了信息的重复采集和定值的分散重复整定,使动作逻辑更加简洁,进一步减轻了整定校验工作量。4.4分层网络结构网络化间隔层五防功能完全依据底层网络信息共享和互操作,在间隔层网络通过运行实时状态识别及逻辑判断综合判断决策,以分散型式在网络底层实现变电站完整的五防操作逻辑闭锁功能,取代了常规的专用五防系统,消除了专用五防系统与综自系统之间繁杂的信息校验。4.5台机界面上监视系统网络安全功能系统安全监视可视化是通过网络“电子眼”,在后台机界面上监视系统网络上任一节点设备及网络运行状况,迅速定位二次故障设备和系统网络故障节点,可有效缩短二次系统网络及二次设备故障查找时间。5次系统功能模糊现状及成效变电站网络化二次系统的研究成果对数字化变电站建设,尤其是二次应用功能实现具有重要意义。由于创新地应用了三层结构网络的一体化应用技术、VLAN技术、GOOSE通信机制、基于SNMP的可视化网络安全监视技术等,并基于此创新实现了系列网络化的二次应用功能,研究成果得到工程应用实施后,具有以下的显著成效:1)以光纤取代大量的传输电缆,极大地简化二次回路;可